O CAG CONTROLE AUTOMÁTICO DE GERAÇÃO Autores: Roberto Gomes Peres Junior ONS Sérgio Luiz de Azevedo Sardinha ONS Ailton Andrade ONS 2
CONCEITUAÇÃO BÁSICA Margem de regulação: módulo da diferença entre a geração total verificada nas unidades geradoras que estão sob controle de um determinado CAG e o somatório dos limites operativos máximos (ou mínimos) de geração que estas unidades geradoras podem atingir. MW 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Geração de uma Unidade Geradora Margem para reduzir Margem para elevar 02:00 02:10 02:20 02:30 02:40 02:50 03:00 03:10 03:20 03:30 03:40 03:50 04:00 04:10 04:20 04:30 04:40 04:50 05:00 Mínimo Operativo Máximo Operativo Verificada 3
CONCEITUAÇÃO BÁSICA Desempenho da Freqüência em Regime Permanente DFP: Indicador estabelecido no Submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede que representa o percentual do tempo em que a freqüência do Sistema Interligado Nacional SIN permaneceu operando dentro da faixa de normalidade estabelecida para operação em regime permanente. Onde: n DFP= 1 *100 144 n = número de intervalos de 10 minutos no dia em que o módulo do valor médio do desvio de freqüência foi superior a 0,04 Hz. São admitidas até oito violações diárias deste critério, o que representa um DFP de 94,44%. 4
Análise dos Resultados do Indicador DFP: O indicador DFP vem sendo acompanhado pelo ONS desde 2003, apresentando os seguintes resultados: 100,00 99,75 99,50 99,25 99,00 98,75 98,50 98,25 98,00 Desempenho da Freqüência em Regime Permanente - DFP 2004 2005 2006 2007 2008 5
Análise dos Resultados do Indicador DFP: Nos primeiros anos de apuração o DFP apresentava, em média, 15 ocorrências por mês de desvios de freqüência superiores à referência de 0,4 Hz.min, o que representa um DFP de 99,65%; A partir de abril de 2006, observou-se uma elevação desta média para 35 ocorrências por mês (DFP de 99,19%), chegando a se registrar 69 ocorrências no mês de agosto daquele ano (DFP de 98,40%); Nos primeiros 5 meses de 2007, o número de desvios de freqüência permaneceu elevado, com média de 35 ocorrências por mês (DFP de 99,19%), havendo uma redução no período de junho a outubro; No período de novembro de 2007 a maio de 2008, o número de desvios voltou a ficar elevado, com média de 41 ocorrências por mês (DFP de 99,05%). 6 Gráfico
Análise dos Resultados do Indicador DFP: Meados de 2006 Queda no desempenho do DFP Causas identificadas: 1) Priorização da exploração dos recursos energéticos de áreas mais favorecidas pelos regimes hidrológicos em detrimento da disponibilização de reserva de geração para o controle de freqüência. 2) A despeito do crescimento da carga própria do SIN, praticamente não houve aumento da geração disponibilizada para o CAG. 7
Análise dos Resultados do Indicador DFP: Outras Constatações: 1) A maioria dos desvios ocorreu nos períodos de carga leve e mínima (madrugada e final de semana) e com o sentido positivo (sobrefreqüência), indicando o esgotamento da margem de regulação para reduzir geração. 2) As sobrefreqüências ocorrem em número muito superior ao das subfreqüências devido ao fato de que os requisitos de reserva de potência secundária estabelecidos visavam sempre à elevação de geração, por considerar-se que não haveria maiores dificuldades para redução de geração. 3) O limite operativo de geração mínima das unidades geradoras não é zero, mas sim um valor normalmente em torno de 60% da capacidade de geração. 8
Exemplo de Comportamento da Carga: 10400 10200 Carga da Área de Controle Carga abaixo da prevista 10000 MW 9800 9600 9400 9200 Desvio superior a 4% 04:30 04:35 04:40 04:45 04:50 04:55 05:00 05:05 05:10 05:15 05:20 05:25 05:30 05:35 05:40 05:45 05:50 05:55 06:00 Instantânea Média Prevista 9
Atuação do CAG para compensar o Erro de Previsão de Carga: Ge ração so b c ontrole do C AG M W 36 00 34 00 32 00 30 00 28 00 26 00 24 00 22 00 20 00 18 00 04 :30 04 :3 5 0 4:4 0 Esgotamento da Margem de Regulação 04 :45 0 4:5 0 04 :5 5 0 5:0 0 05 :05 Desligamento de UG de 300 MW 0 5:1 0 05 :1 5 0 5:2 0 05 :25 Desligamento de UG de 300 MW 05 :3 0 Desligamento de UG de 100 MW Ge r. V erif icada Ger. Mí nima Ger. Máxima 0 5:3 5 0 5:4 0 0 5 :45 05 :5 0 0 5:5 5 06 :00 10
Análise do Gráfico de Geração: 1) Em todo o período observado, havia margem de regulação para elevação de geração (reserva secundária), que é o requisito estabelecido pelos Procedimentos de Rede e considerado na programação de geração. 2) Já o requisito de margem de regulação para redução de geração não existe nos Procedimentos de Rede e nem era considerado na programação de geração. Dessa forma, o próprio despacho programado de geração, eventualmente, já poderia resultar em condições de ausência de regulação, exigindo das equipes de operação em tempo real a adoção de providências para evitar ocorrências como as deste exemplo. 3) Nos períodos de carga leve e mínima, os recursos para a solução desses problemas são escassos, pois existem restrições de geração mínima em diversas usinas, bem como a necessidade de manter unidades geradoras sincronizadas para auxiliar no controle de tensão, por meio da absorção de potência reativa. 11
Operação em TLB (Tie Line Bias): ECA NCO = I NCO + β NCO f ECA NE = I NE + β NE f ECA NCO = -X + X = 0 COSR-NCO COSR-NE ECA NE = -X + X = 0 Esgotamento da Margem de Regulação ECA SE = I SE + β SE f COSR-SE COSR-S ECA S = I S + β S f ECA SE = X + X = 2X ECA S = -X + X = 0 Os CAGs das demais áreas não irão atuar para corrigir o desvio de freqüência, que se propagará até que sejam tomadas providências para que a área deficitária volte a ter margem de regulação. 12
Sobrefreqüência por Esgotamento da Margem de Regulação: Hz 60,10 60,08 60,06 60,04 60,02 60,00 59,98 59,96 59,94 59,92 59,90 Freqüência do SIN DFP = 0,42 DFP = 0,29 04:30 04:35 04:39 04:45 04:50 04:55 05:00 05:04 05:10 05:15 05:20 05:25 05:30 05:35 05:40 05:45 05:50 05:55 06:00 13
Agravantes para as dificuldades na operação do CAG: 1) Falta de mecanismos nos Centros Regionais de Operação do ONS para a constante atualização das faixas operativas permitidas para as unidades geradoras sob CAG (geração máxima e mínima). 2) Eventuais falhas de comunicação de dados entre os Centros de Operação do ONS e as usinas sob controle do CAG impossibilitando-as de participar do controle. 3) Os requisitos de reserva de potência operativa recomendadas pelo PMO, calculadas com base na maior demanda prevista para o mês, eram a única referência para as equipes de tempo real. 4) O CNOS não dispunha de informações de restrições de geração e de indisponibilidades de determinadas usinas para operar sob CAG. 5) Os Centros Regionais de Operação do ONS não dispunham de alarme para situações de margem de regulação reduzida, de forma que o problema só era identificado após a constatação de desvios de freqüência. 14
Debate de Soluções: Workshop Interno sobre CAG 1) Realizado em dezembro de 2007, no Escritório Central do ONS. 2) Participação de especialistas de todas as áreas envolvidas no assunto: - Estudos Elétricos - Planejamento Energético - Programação da Operação - Operação em Tempo Real - Pré-Operação - Pós-Operação 15
Principais Providências Decorrentes do Workshop: 1) Programação dos requisitos de reserva de potência operativa para cada intervalo de tempo do Programa Diário de Produção PDP Para cada área de controle, em cada intervalo de programação, os valores de R1, R2 e R3 serão calculados da seguinte forma: R1 = 0,01 x Geração da Área de Controle R2 = 0,04 x Carga da Área de Controle R3 = RPO (0,05 x Carga do SIN) A R3 é repartida entre as áreas de controle na forma de uma média ponderada pela maior máquina e pela responsabilidade de geração de cada área. Já nos períodos de carga leve e mínima, a R3 é zero. 16
Principais Providências Decorrentes do Workshop: Alocação: Os requisitos de reserva de potência serão distribuídos entre as usinas da área, definindo-se o número de unidades geradoras a serem sincronizadas em cada intervalo de programação, de modo a garantir que as mesmas disponham de margem de regulação considerando as restrições de geração. A R2 deve ser alocada exclusivamente nas usinas que possam operar sob controle do CAG, devendo-se, também, garantir que o número de unidades geradoras a serem sincronizadas atenda a este requisito em cada intervalo de programação. 17
Principais Providências Decorrentes do Workshop: 2) Implementação do requisito de reserva secundária para redução de geração R2r R2r = 0,025 x Carga da Área de Controle O processo de programação deverá garantir também que o número de unidades geradoras a serem sincronizadas e colocadas sob controle do CAG atenda a este requisito, em cada intervalo de programação, considerando os limites de geração mínima permitida por unidade geradora sincronizada. As equipes de operação em tempo real dos Centros Regionais de Operação do ONS, por sua vez, deverão acompanhar a margem de regulação para redução de geração das respectivas áreas de controle, adotando medidas preventivas quando houver tendência de esgotamento. 18
Principais Providências Decorrentes do Workshop: 3) Implementação de critérios para compatibilização da reserva secundária com as diretrizes energéticas Em determinadas condições de armazenamento de energia nos reservatórios do SIN, pode haver impossibilidade de garantir os requisitos de R2 e R2r nas unidades geradoras sob controle do CAG de uma área de controle, em determinado período, já constatada na elaboração do PDP. Nestes casos, as equipes de tempo real deverão ser orientadas para desligar o CAG da referida área e operar o CAG da área que tiver maiores margens de regulação disponíveis na modalidade FF. O PDO deverá conter orientações às equipes de tempo real para os casos em que ocorra esgotamento de margem de regulação em determinada área, com definição de prioridades. 19
Principais Providências Decorrentes do Workshop: 4) Aperfeiçoamento dos recursos de monitoração em tempo real das margens de regulação disponíveis para o CAG Nos Centros Regionais: Disponibilização dos requisitos de reserva (R1, R2, R2r e R3) a cada meia hora no PDP. Implementação de alarme para os casos em que a margem de regulação para elevar geração ficar menor que 10% do requisito de R2 ou que a margem de regulação para reduzir geração ficar menor que 10% do requisito de R2r. Implementação da informação da rampa de geração programada para o próximo período, resultante das alterações de carga e intercâmbio, de forma a permitir avaliar se o CAG dispõe de margem de regulação adequada para este fim. 20
21 OTIMIZAÇÃO DO USO DOS RECURSOS DE GERAÇÃO DISPONÍVEIS PARA Principais Providências Decorrentes do Workshop: 4) Aperfeiçoamento dos recursos de monitoração em tempo real das margens de regulação disponíveis para o CAG No CNOS: Disponibilização, pelos Centros Regionais, de todos os dados relacionados à operação dos CAGs de cada área de controle, tais como: UGs que estão sob controle do CAG, limites máximos e mínimos de geração das unidades geradoras sob controle do CAG, margens de regulação disponíveis para elevar e reduzir geração; e modalidade de operação do CAG. Disponibilização, no PDP, dos requisitos de reserva (R1, R2, R2r e R3) de cada área de controle, a cada meia hora. Implementação de alarme para os casos em que a margem de regulação para elevar geração de alguma área de controle ficar menor que 10% do requisito de R2 ou que a margem de regulação para reduzir geração ficar menor que 10% do requisito de R2r.
Principais Providências Decorrentes do Workshop: 5) Reforço dos conceitos de reserva de potência operativa e controle automático de geração para as equipes de tempo real Realização de reuniões com as equipes de tempo real dos Centros Regionais de Operação do ONS e também do CNOS, reforçando toda a conceituação referente à operação do CAG e à reserva de potência operativa, destacando a importância da adoção de medidas preventivas para evitar o esgotamento das margens de regulação do CAG. Realização, pelo CNOS, de treinamentos sobre RPO e CAG com o objetivo de padronizar a conceituação e a forma de atuação dos operadores de todos os Centros de Operação do ONS. Este treinamento vem sendo ministrado também às equipes de programação da operação. 22
Principais Providências Decorrentes do Workshop: 6) Inclusão de novas usinas no controle automático de geração A área de estudos elétricos do ONS está avaliando a possibilidade de incorporação de usinas já existentes ao Controle Automático de Geração, considerando a viabilidade técnica e os investimentos necessários. No processo de definição dos recursos a serem oferecidos pelas novas usinas previstas para o SIN, está se explorando ao máximo a viabilidade de que essas usinas operem sob CAG, com suas unidades geradoras prioritariamente operando sob este controle de forma individual. Objetivo: restabelecer melhor proporcionalidade entre a Característica Natural de Área do SIN e os montantes de reserva de potência destinadas à regulação secundária, propiciando melhoria do desempenho do controle de carga e freqüência. 23
Resultados já Obtidos: Redução do Número de Violações do Indicador DFP Entre os meses de janeiro e maio de 2008: média de 41 violações/mês Entre os meses de junho e setembro de 2008: média de 19 violações/mês Espera-se que, com a conclusão da implementação das medidas recomendadas, as ocorrências de desvio de freqüência em regime permanente sejam praticamente eliminadas. 24
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